【压缩机网】一、中国发展新型储能的必要性
电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能 源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90～95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过 80%。
风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。
在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。
未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提 供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。
在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装 机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700 万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。
二、新型储能发展现状
1、装机情况
截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约1.8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%，其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其它新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。
我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%，占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%，折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。
2、技术发展现状
新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。
压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，简称 CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。
先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。
①压缩空气储能
压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%～70%，系统成本降至1000～1500元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至800～1000元/kW·h。
技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站（>100MW），放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。
产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件（模具、铸件、管道、阀门、储罐等）的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备（压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等）设计制造、系统 集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。
现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元/kW，能量成本约为 1000-2500元/kWh，循环效率可达65-70%，运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。
三、新型储能政策环境
1、国家政策
针对新型储能发展，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。“到 2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上”，这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。特别强调，要明确新型储能独立市场主体地位、健全新型储能价格机制、健全“新能源+储能”项目激励机制。
2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方 案》，对《指导意见》中所提出的目标和任务进一步明确和细化。要求“到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用”
在国家《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，江苏、山东、宁夏、青海、浙江、河南等多个省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型储能实施方案，实施方案中大都明确 了新型储能重点发展的应用场景，从电力市场和调用层面针对新型储能给予明确的政策支持，部分省份还明确了储能的租赁价格及辅助服务价格。
四、新型储能发展趋势
1、新型储能技术发展趋势
压缩空气储能未来的研发方向是改进核心器件，优化储能系统设计，研究新型储气技术 与设备，实现设备模块化与规模化，提高系统效率和使用寿命，提升单位体积的储气密度以及降低成本。
预计2025年前，先进绝热压缩空气储能技术达到成熟水平，完成百兆瓦项目示范。后续进一步研究适用于深冷液化空气储能的宽范围、高温离心压缩机，研发高压高速级间再热式透平、纳微结构复合储热蓄冷材料。目标是将系统效率提升至70%以上，功率成本降至 5000～6000元/kW。利用洞穴的大规模压缩空气的储能度电成本降至0.15元/以下，成为长时储能的可选技术。
2、储能“十四五”规划及示范项目
经统计，当前已有十六个省公布了“十四五”期间新型储能装机规划目标，总量已接近4800万千瓦。示范项目方面，各省在总结前期新型储能示范项目的基础上，2022年批准的新型储能示 范项目的数量和装机均大幅增加，总量约18GW/37GWh。分析已公布的示范项目信息，磷酸铁锂电池仍占据了绝对优势的装机份额，此外，钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM铅酸 铅碳电池、液流电池、熔盐储能、液态空气、氢储能、铝离子电池、钠离子电池、重力储能均有示范项目上榜。时长方面，主要以1小时及2小时的储能要求为主。但对于非锂离子电池项目，会配置4小时以上的时长要求。冀北电网要求较为特殊，均要求4小时储能时长。
2022及2023年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会超过1200万千瓦，市场规模约为2021年的5～6倍。2024年及2025年，预计装机能量会稳定在1000～1200万千瓦之间，至2025年，预测的新型储能总体装机量中值约4800万 千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会 面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占 比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约90%降低至80%附近。
2025年压缩空气储能的装机绝对值最高，约280万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025年预期装机可达230万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约40%的复合增长率。
五、新型储能发展面临的问题
1、新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重
示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中 缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场 招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地；另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，项目落地困难重重。
2、新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索
“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、 新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线，储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制不明确影响，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其它盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。
3、新能源配置储能标准缺失，监管难度加大
随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。
新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管 难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。
4、新型储能在国家法律层面的支持不够
尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。自2010年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。
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【压缩机网】一、中国发展新型储能的必要性
电力系统是我国当前最主要的碳排放源之一。未来电力系统建设的目标就是构建以新能 源为主体的新型电力系统，风电、光伏、水电、核电等无碳能源将逐步取代化石能源成为发电的主力。截至2021年底，我国电力总装机23.8亿千瓦，其中风电光伏装机分别为3.3亿千瓦以及3.1亿千瓦，火电装机（含生物质）约13亿千瓦。根据对人口变化、GDP增长、电源装机结构转变及电能替代、人均用电量增加等因素的综合预测，我们预计至2030年，我国电力装机规模将达36亿千瓦，其中风电8亿千瓦，光伏10亿千瓦，占比约50%。至2060年，我国电力装机规模将达90～95亿千瓦，其中风电33亿千瓦，光伏42亿千瓦，占比超过 80%。
风电、光伏在为我们带来绿色低碳电力的同时，天然具有随机性、间歇性和波动性，对电力系统的调节能力提出了更高要求。随着新能源占比增加，需要调节的功率变化幅度越来越大。
在电力系统新能源装机占比不断上升的同时，火电、核电等可靠性电源占比却逐步降低，叠加极端气候对水电出力的影响，大大削弱供给侧响应与调节能力。此外，煤电、核电的长时间深度负荷调节可能对机组运行安全带来风险，也会增加额外的煤耗与碳排放。这些额外的供给侧负荷调节需求必须依靠清洁高效的储能装机弥补。除满足调节能力需求外，储能对于电网的电力传输与安全，还能起到减缓电网阻塞，提供备用和黑启动等作用。对于发电侧，储能能够起到平滑新能源波动、提高新能源消纳的作用。而负荷侧的储能装机，能够大大提升负荷侧的自我平衡能力和响应能力。
未来，我国电力系统的特征是以风、光、水、核作为主力电源，配合足量的储能装机提 供调节能力，以最小化原则保留化石能源装机作为部分基荷和保底调节，配合强大的电网传输调度能力和智能高效的负荷侧响应能力，具备安全可靠、清洁高效、灵活强韧等几个特点的全新电力系统。储能在新型电力系统中将起到不可或缺的重要作用。
在各类储能技术当中，抽水蓄能技术成熟可靠、全生命周期储能成本低，是当前储能装 机中的主力。截至2021年底，我国已投运的约4600万千瓦储能装机中，抽水蓄能约为3700 万千瓦，已开工建设的抽水蓄能电站超过6000万千瓦。尽管如此，抽水蓄能电站存在厂址选择不灵活、建设投资规模大、建设周期长等缺点或限制，难以通过技术手段解决。仅靠抽水蓄能，既无法满足近几年新能源装机快速上涨所要求的储能装机，也无法满足未来电力系统对储能灵活的时空配置和多元化技术参数的要求。这给了各类“新型储能”足够的发展空间。我们认为，经过“十四五”和“十五五”期间的充分培育与发展，未来的新型电力系统之中，成熟的“新型储能”技术将与抽水蓄能“并驾齐驱”，在源-网-荷的各类应用场景下发挥重要的系统调节和安全保障作用。
二、新型储能发展现状
1、装机情况
截至2021年底，全球已投运储能项目装机规模约2.1亿千瓦，同比增长9%。其中，抽水蓄能装机规模约1.8亿千瓦，占比首次低于90%。新型储能累计装机规模3000万千瓦，同比增长67.7%，其中锂离子电池装机约2300万千瓦，占据主导地位。在3000万千瓦的新型储能装机中，美国是装机量最大的国家，约650万千瓦，中国紧随其后，装机量约580万千瓦。其它新型储能装机较多的国家包括韩国、英国、德国、澳大利亚和日本。
我国截至2021年底，电力储能装机约4600万千瓦，相比于2020年增长30%，占全球电力系统储能装机量的22%。2021年全年新增电力储能装机约1000万千瓦，其中抽水蓄能增加约800万千瓦，新型储能装机增加约200万千瓦。在新型储能的580万装机中，锂离子电池占比最高，接近90%，折合装机规模约520万千瓦。其余新型储能中，铅蓄电池和压缩空气储能占比相对较大。从各省已投运新型储能装机情况看，江苏省装机量第一，已超过100万千瓦，广东省和山东省次之，其余有较大装机的省份包括青海、内蒙古、湖南、安徽等。
2、技术发展现状
新型储能所包括的技术类型众多，按照能量存储方式不同主要分为机械储能、电磁储能、电化学储能、化学储能和储热等几大类。每大类技术当中又有多种完全不同的技术路线。根据放电时长，可将其分为功率型电储能、能量型电储能以及储热（冷）技术。
压缩空气储能(Compressed Air Energy Storage，简称 CAES)，是机械储能的一种形式。在电网低谷时，利用富余的电能，带动压缩机生产高压空气，并将高压空气存入储气室中，电能转化为空气的压力势能；当电网高峰或用户需求电能时，空气从储气室释放，然后进入膨胀机中对外输出轴功，从而带动发电机发电，又将空气的压力势能转化为电能。CAES储能系统中的高压空气在进入膨胀机做功前，需要对高压空气进行加热，以提高功率密度。根据加热的热源不同，可以分为燃烧燃料的压缩空气储能系统（即补燃式传统压缩空气储能）、带储热的压缩空气储能系统和无热源的压缩空气储能系统。
先进绝热压缩空气储能系统（AA-CAES）在传统CAES系统的基础上，引入蓄热技术，利用蓄热介质回收压缩阶段产生的压缩热，并将高温蓄热介质储存起来，在释能阶段时高温蓄热介质通过换热器对高压空气进行预热。蓄热系统代替了燃烧室的补充燃烧来加热空气，从而达到减小系统能量损失、提高效率的目的。此外，有些AA-CAES系统采用液态压缩空气存储在储罐中的形式，摆脱了自然条件的限制。
①压缩空气储能
压缩空气储能技术在本报告所讨论的新型储能技术中属于相对进展较快、技术较为成熟的技术，已进入100MW级示范项目阶段。早期压缩空气储能系统依赖燃气补燃和自然储气洞穴，但目前已无需补燃，并可以应用人造储气空间。压缩空气储能技术与燃机技术同宗同源，主要痛点在于设备制造和性能提升。大型压气设备、膨胀设备、蓄热设备、储罐等设备的性能提升是效率、经济性和可靠性提升的关键。十四五期间压缩空气储能系统效率有望提升至65%～70%，系统成本降至1000～1500元/kW·h。“十五五”末及之后系统效率有望达70%及以上，系统成本降至800～1000元/kW·h。
技术优劣势。压缩空气储能系统具有容量大、工作时间长、经济性能好、充放电循环多等优点。压缩空气储能系统适合建造大型储能电站（>100MW），放电时长可达4小时以上，适合作为长时储能系统。压缩空气储能系统的寿命很长，可以储/释能上万次，寿命可达40年以上；并且其效率最高可以达到70%左右。压缩空气储能技术与蒸汽轮机、燃气轮机系统同宗同源，技术通用性强，设备开发基础较好，建造成本和运行成本容易控制，具有很好的经济性。
产业链及成本：压缩空气储能的上游主要是原材料与核心部件（模具、铸件、管道、阀门、储罐等）的生产加工、装配、制造行业，属于机械工业的一部分，但涉及压缩空气储能本身特性和性能要求，对基础部件的设计、加工要求较为严格。中游主要是关键设备（压缩机、膨胀机、燃烧室、储热/换热器等）设计制造、系统 集成控制相关的行业，属于技术密集型的高端制造业，具有多学科、技术交叉等特性。下游主要是用户对压缩空气储能系统的使用和需求，涉及常规电力输配送、可再生能源大规模接入、分布式能源系统、智能电网与能源互联网等多个行业领域。
现阶段百兆瓦级压缩空气储能功率成本约为4000-6000元/kW，能量成本约为 1000-2500元/kWh，循环效率可达65-70%，运行寿命约为40-60年。压缩空气系统初投资成本主要包括系统设备、土地费用和基建等。系统设备包括了压缩机机组、膨胀机机组、蓄热系统（换热器、蓄热器、蓄热介质、管道）、电气及控制设备、储气室等。
三、新型储能政策环境
1、国家政策
针对新型储能发展，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，以实现碳达峰碳中和为目标，将发展新型储能作为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力，支撑新型电力系统建设的重要举措，以政策环境为有力保障，以市场机制为根本依托，以技术革新为内生动力，加快构建多轮驱动良好局面，推动储能高质量发展。“到 2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上”，这是国家政策层面第一次明确储能装机目标。特别强调，要明确新型储能独立市场主体地位、健全新型储能价格机制、健全“新能源+储能”项目激励机制。
2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方 案》，对《指导意见》中所提出的目标和任务进一步明确和细化。要求“到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。新型储能技术创新能力显著提高，核心技术装备自主可控水平大幅提升，标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟。其中，火电与核电机组抽汽蓄能等依托常规电源的新型储能技术、百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用”
在国家《“十四五”新型储能发展实施方案》之后，江苏、山东、宁夏、青海、浙江、河南等多个省份均于 2022 年提出了各自的十四五新型储能实施方案，实施方案中大都明确 了新型储能重点发展的应用场景，从电力市场和调用层面针对新型储能给予明确的政策支持，部分省份还明确了储能的租赁价格及辅助服务价格。
四、新型储能发展趋势
1、新型储能技术发展趋势
压缩空气储能未来的研发方向是改进核心器件，优化储能系统设计，研究新型储气技术 与设备，实现设备模块化与规模化，提高系统效率和使用寿命，提升单位体积的储气密度以及降低成本。
预计2025年前，先进绝热压缩空气储能技术达到成熟水平，完成百兆瓦项目示范。后续进一步研究适用于深冷液化空气储能的宽范围、高温离心压缩机，研发高压高速级间再热式透平、纳微结构复合储热蓄冷材料。目标是将系统效率提升至70%以上，功率成本降至 5000～6000元/kW。利用洞穴的大规模压缩空气的储能度电成本降至0.15元/以下，成为长时储能的可选技术。
2、储能“十四五”规划及示范项目
经统计，当前已有十六个省公布了“十四五”期间新型储能装机规划目标，总量已接近4800万千瓦。示范项目方面，各省在总结前期新型储能示范项目的基础上，2022年批准的新型储能示 范项目的数量和装机均大幅增加，总量约18GW/37GWh。分析已公布的示范项目信息，磷酸铁锂电池仍占据了绝对优势的装机份额，此外，钛酸锂电池、铅蓄电池、AGM铅酸 铅碳电池、液流电池、熔盐储能、液态空气、氢储能、铝离子电池、钠离子电池、重力储能均有示范项目上榜。时长方面，主要以1小时及2小时的储能要求为主。但对于非锂离子电池项目，会配置4小时以上的时长要求。冀北电网要求较为特殊，均要求4小时储能时长。
2022及2023年在政策及市场的双重驱动下，新型储能市场会有爆发式增长，年装机均会超过1200万千瓦，市场规模约为2021年的5～6倍。2024年及2025年，预计装机能量会稳定在1000～1200万千瓦之间，至2025年，预测的新型储能总体装机量中值约4800万 千瓦。在各储能技术的装机量划分方面，预计锂离子电池（以磷酸铁锂为主）的市场会 面临压缩空气、液流电池、重力储能等其他储能技术的一定挤压，在新增装机量中的占 比以及累积装机量占比会持续走低，从目前占比约90%降低至80%附近。
2025年压缩空气储能的装机绝对值最高，约280万千瓦。液流电池装机量紧随压缩空气之后，2025年预期装机可达230万千瓦。其他储能的增长相较于前面几种相对较慢，但也有约40%的复合增长率。
五、新型储能发展面临的问题
1、新型储能示范（首台套）项目落地实施困难重重
示范项目代表着创新技术的首次规模化实际应用，特别是首台套项目的建设，没有可参照对比的成熟案例，相关技术标准、安全标准等往往缺失或与现有标准不一致，在项目立项审批时会触及到很多原有规章制度的空白，地方政府和主管部门在项目审批过程中 缺乏依据难以决策，使得应用新技术的项目落地难度增大，不利于新型技术的发展和示范。市场对于创新技术也存在较多“歧视”现象，出于规避未知风险的考虑，相关项目市场 招标会对历史业绩等提出明确要求，示范（首台套）项目难以通过市场化方式推动落地；另一方面，示范（首台套）项目存在较多的不确定性，需要通过实际项目进行验证和优化，经济性无法保证，难以获得市场和投资者的青睐，在资金、应用场景、审批流程等多重因素制约下，项目落地困难重重。
2、新型储能价格机制未建立，商业模式仍有待探索
“双碳”目标引发了电力系统结构的深度变革，电力供应可靠性、电网安全稳定运行、 新能源高效利用等成为未来电力系统发展的主线，储能作为提升系统调节能力、促进新能源消纳的重要措施，是新型电力系统中不可或缺的组成部分，电力系统中增加储能已成为共识，但没有完善的价格机制支撑，额外增加的储能设备缺乏投资回收渠道，难以吸引更多的资本投入，无法实现产业的稳定可持续发展。当前只有部分省份对独立共享储能建立了较为明确的市场规则，但相关规则基本只着眼当下，无法长期适用。对新能源项目配置的储能装机来说，其受调度机制与回报机制不明确影响，不仅不能发挥储能装机的作用、更无投资回收机制和渠道。对于用户侧储能，除峰谷差套利外尚无其它盈利模式。总体来看，适合国内储能产业发展的市场机制和商业模式仍有待进一步探索。
3、新能源配置储能标准缺失，监管难度加大
随着对储能在电力系统中重要性的认识不断加深，新能源项目要求配置储能逐渐成为常态。自2020年起，地方各省对于新能源项目配置储能的政策要求力度已逐渐加强。没有价格机制的支撑，储能设备的配置属于纯成本开支，对于平价上网后盈利能力有限的新能源发电项目造成极大压力，从实际情况来看，目前缺乏统筹规划和管理，小规模的储能难以真正发挥作用，造成资源的极大浪费。
新型储能的市场发展速度快于标准和监管制度体系的建设速度，使得当前储能行业监管 难度加大，个别地方为了招商引资，要求新能源必须配置储能，增加项目投资成本，项目业主为降低成本使用低价劣质产品，造成低端技术凭借价格挤压先进技术、参数虚标作假等劣币驱逐良币的现象，严重影响行业健康发展。
4、新型储能在国家法律层面的支持不够
尽管近年来国务院、各部委和各级地方政府对于发展储能的政策密集出台，一再强调发展储能（特别是新型储能）的重要性，但缺乏顶层设计和统筹规划、标准缺失等系列问题。目前新型储能产业正面临商业化发展初期向规模化发展的关键时期，需要政策作出更强有力的支持。自2010年《中华人民共和国可再生能源法（修正案）》提出了“电网企业应发展和应用储能技术”的原则性要求，至此再未从立法层面对储能作出规定，相对概括的要求无法对储能企业参与市场活动提供明确的指导和规范作用。虽然在《电力中长期交易市场规则》等政策中明确支持储能企业是电力交易市场的独立主体，但具体的权利义务等交易规则并未明确，仍体现出明显的原则性和指导性特征，储能企业的独立市场地位仍未真正落实，亟需从法律层面给予明确定位，为新型储能产业发展提供法律保障。
来源：本站原创
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